La Crise du Transport d’Électricité au Nord-Est Brésil : Le Paradoxe du Ceará

Patrick · Décembre 29, 2025, 2:30

La Crise du Transport d’Électricité au Nord-Est Brésil : Le Paradoxe du Ceará

Synthèse Exécutive

Le Ceará et le nord-est brésilien font face à un paradoxe énergétique majeur : ils possèdent une abondance d’énergie renouvelable (éolienne et solaire) mais ne peuvent pas l’utiliser. Entre octobre 2021 et septembre 2025, l’État du Ceará a perdu 3,3 millions de mégawatts-heure (MWh) d’électricité verte à cause du « curtailment » — l’arrêt forcé des turbines éoliennes et panneaux solaires lorsque le réseau de transmission est saturé. En septembre 2025 seul, les pertes ont atteint un record de 4,6 millions de MWh. Ce gaspillage énergétique représente un coût économique massif : en 2025, le Brésil a perdu plus de R$ 6 milliards en production renouvelable non commercialisée, avec des pertes supérieures à R$ 5 milliards cumulées sur les dernières années.^[1]^[2]^[3]

Ce problème n’est pas lié à l’absence de capacité de production, mais à l’incapacité structurelle du réseau électrique à transporter l’énergie produite. Le goulot d’étranglement représente un défi stratégique majeur pour le Brésil, menacent à la fois les investissements actuels et les cibles climatiques du pays.

1. Les Problématiques Fondamentales

A. Le Curtailment : Une Crise Structurelle

Le curtailment est le symptôme principal : lorsque la production d’électricité renouvelable dépasse la capacité du réseau de transmission, l’Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) est contraint d’ordonner l’arrêt de générateurs pour éviter une surcharge du système. C’est comparable à avoir une récolte massive de soja sans routes pour la transporter.

Chiffres du Ceará :^[3:1]

72% de la génération locale provient de sources renouvelables
3,3 millions MWh perdus cumulatifs (octobre 2021 - septembre 2025)
4,6 millions MWh perdus en septembre 2025 seul (record mensuel)
25% de curtailment pour l’énergie éolienne — le taux le plus élevé parmi tous les états pour ce type d’énergie^[4]

Situation brésilienne globale :^[5]^[4:1]

20,6% de toute l’énergie solaire et éolienne gaspillée en 2025^[2:1]
20 térawatts-heures (TWh) perdus annuellement — équivalent à la production combinée des barrages de Belo Monte et Itaipu^[6]
L’énergie solaire est proportionnellement plus affectée : 27% de curtailment contre 16% pour l’éolien^[4:2]

États les plus touchés :^[4:3]

Bahia : >30% curtailment (solaire)
Ceará : >25% curtailment (éolien)
Rio Grande do Norte, Minas Gerais, Pernambuco : 12-18%

Curtailment (Cortes de Geração) por Estado em 2025 (%)

B. Goulots d’Étranglement de Transmission

Le cœur du problème réside dans une infrastructure de transmission dépassée. Le réseau brésilien a été conçu dans les années 1970-1980 pour connecter de grands générateurs centralisés (barrages hydroélectriques et centrales thermiques) aux centres de consommation urbains concentrés au sud et sud-est. Cette architecture radiale et peu maillée ne peut pas supporter la décentralisation massive de la génération renouvelable.

Déficit infrastructurel :^[7]

9,311 km de lignes de transmission actuelles sont insuffisants
Besoin estimé : 15,000 km de nouvelles lignes + 16 nouvelles substations d’ici 2032
Investissement requis : minimum R$ 50 milliards

Le réseau existe littéralement pour une époque révolue de centralisation énergétique. Avec 83% des parcs éoliens et 80% des installations solaires concentrés dans le Nordeste, mais la demande principale localisée au Sudeste (São Paulo, Rio), il existe un déséquilibre géographique majeur que le réseau ne peut pas compenser.^[8]

C. La Compétition pour l’Énergie au Complexe du Pecém

Le Complexe Industriel et Portuaire du Pecém (CIPP) au Ceará illustre la complexité du défi. Cet espace stratégique attire simultanément :

Data centers :^[7:1]

40 demandes d’accès au réseau pour data centers = 16 GW de demande nationale
2 GW concentré dans le Nordeste
Chaque data center consomme l’équivalent électrique de 2,2 millions de Brésiliens^[7:2]

Hydrogène vert :^[7:3]

40+ mémorandums d’entente signés
Investissements prévus : >US$ 30 milliards d’ici 2031
Ceará objectif : 1 million de tonnes d’hydrogène vert par an en 2030^[9]

Ces deux secteurs ne peuvent pas coexister avec la limitation actuelle du réseau. L’ONS a déjà rejeté plusieurs gros projets en raison du risque de surcharge systémique.^[7:4]

D. Causes Opérationnelles des Pertes d’Énergie

Composição das Perdas de Energia por Tipo de Restrição (Brasil, 2025)

Un analyse détaillé des pertes révèle trois catégories principales :^[10]

Restrições de Confiabilidade (Contraintes de Fiabilité) : 43% des pertes
- Défaillances d’équipement
- Maintenance préventive
- Limitations de capacité de transformation
Restrições Energéticas (Restrictions Énergétiques) : 36% des pertes
- Goulots de transmission
- Limites de capacité d’escoamento (export d’énergie)
Indisponibilidade Elétrica (Indisponibilité Électrique) : 21% des pertes
- Congestion du réseau
- Manque de capacité d’intégration

Ensemble, les deux dernières catégories (57%) illustrent que le problème est structurel et non temporaire — c’est une insuffisance de base de l’infrastructure face à la réalité nouvelle de la production décentralisée.

2. Les Enjeux Économiques et Industriels

A. Pertes Financières Directes et Réelles

Le gaspillage énergétique se traduit en pertes monétaires tangibles :

Période	Perte Estimée	Source
Cumulée (2021-2025)	>R$ 5-8 milliards	^[1:1], ^[2:2], ^[11]
2025 (janvier-août)	R$ 1,7 milliard	^[11:1]
Août 2025 seul	R$ 881 millions	^[11:2]
2025 (année complète projetée)	R$ 6 milliards	^[2:3]

Coûts par mégawatt-heure :^[4:4]

Éolien : US$ 10/MWh
Solaire : US$ 20/MWh

Ces coûts sont considérables comparés aux prix des contrats à long terme (PPA) actuellement en vigueur. Une installation éolienne fonctionnant à 75% de capacité au lieu de 100% en raison du curtailment voit ses rendements économiques s’effondrer, menaçant la viabilité financière des projets et leur capacité à rembourser les dettes.

B. Effondrement Industriel au Ceará

Le secteur de la fabrication de turbines éoliennes au Ceará en est le meilleur exemple du côté négatif. Un grand fabricant d’aérogénérateurs a dû licencier plus de 50% de ses effectifs, directement en raison du curtailment et de l’arrêt des nouveaux investissements.^[1:2]

La logique économique est simple : lorsqu’il n’existe aucune perspective de nouveaux parcs éoliens — car les investisseurs refusent de prendre le risque du curtailment — personne ne commande de turbines neuves. Sans commandes, les usines ferment.

Perte d’emplois en cascade :^[1:3]

Fabrication d’aérogénérateurs
Transport et logistique
Installation et commissioning
Maintenance spécialisée

Cela contraste avec le potentiel énorme : le secteur éolien brésilien devrait créer 1 million d’emplois jusqu’en 2038, principalement dans le Nordeste. Le curtailment stérilise cette opportunité.^[12]

C. Risque d’Investissement et Bancabilité

Les investisseurs internationaux — déjà timides face aux risques macroéconomiques brésiliens — deviennent extrêmement réticents lorsqu’il s’agit de financer des parcs éoliens ou solaires dans la région du Nordeste. Pourquoi financer un projet si 25% de la production ne peut pas être vendue ?

Impact sur la structure financière :

Réduction de l’attrait des PPA de long terme (20-25 ans)
Augmentation du coût du capital (taux d’actualisation plus élevés)
Baisse des évaluations des actifs existants (effet « valuation drag »)
Gel des nouveaux projets en zone saturée

3. Les Enjeux Énergétiques et Climatiques

A. Le Paradoxe Brésilien : Abondance et Contrainte Simultanées

Le Brésil a réussi à installer 40,1 GW de capacité éolienne et solaire, avec un supplémentaire de 26,2 GW en construction — une augmentation de 43% en 2024 seul. Cependant, cette expansion explosive a devancé de loin les investissements en transmission.^[5:1]

Le résultat est contre-intuitif : plus le Brésil augmente sa capacité de génération renouvelable, pire devient le curtailment. C’est un processus de saturation croissante où chaque nouveau parc éolien aggrave les goulots pour tous les générateurs existants.

B. Pertes de Potentiel Stratégique

Le Ceará et le Nordeste possèdent un potentiel énergétique extraordinaire que le curtailment gaspille :

Potentiel éolien :^[8:1]

93 GW à 200 mètres de hauteur
56 GW à 100 mètres
Facteur de capacité moyen : 52% (meilleur que la moyenne mondiale de 39%)

Potentiel offshore :^[13]

19 projets en développement au large du Ceará
4,300+ turbines prévues dans un périmètre de 3-35 km de côte
Capacité potentielle : dizaines de GW

Ce potentiel immense reste verrouillé derrière un goulot infrastructurel. C’est comme posséder une mine d’or mais n’avoir pas les routes pour l’exporter.

C. Contradiction Climatique et Reputationnelle

Le Brésil s’est engagé à réduire ses émissions de 43% d’ici 2030. Pendant ce temps, le pays continue à maintenir actives des centrales électriques thermiques (charbon, gaz) tout en obligeant les producteurs d’énergie propre à arrêter leurs installations.^[9:1]

C’est un contresens écologique majeur : gaspiller de l’énergie propre tout en produisant de la pollution thermique. Sur le plan reputational, cela undermines le positionnement du Brésil comme leader de la transition énergétique mondiale.

La situation est particulièrement aigüe en octobre-novembre (pic du vent au Nordeste) et en juin (pic du soleil) — exactement les moments où le gaspillage devient visible à grande échelle.

4. Solutions en Place et Initiatives en cours

Distribuição de Investimentos - Leilão de Transmissão ANEEL 4/2025 (R$ 5,53 bilhões)

A. Expansion de la Transmission (Réponse à Court-Moyen Terme)

Leilão de Transmissão nº 4/2025^[14]^[15]

En octobre 2025, l’Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a procédé à un leilão historique d’expansion transmission. Cet appel d’offres revêt une importance capitale pour le Ceará et le Nordeste :

Investissements Nordeste :^[14:1]

R$ 1,5+ milliards destinés au Ceará, Rio Grande do Norte, Piauí, Pernambuco, Paraíba
Lote 7 (Rio Grande do Norte) : R$ 805 millions pour subestations Açu III et João Câmara III
Lote 2 : R$ 788,6 millions pour 336 km de nouvelles lignes

Portée nationale :

R$ 5,53 milliards d’investissements totaux au Brésil
1,081 km de nouvelles lignes de transmission
2,000 MW de nouvelle capacité de transformation
18,839 emplois directs et indirects
Délai d’exécution : 42-60 mois

Ces travaux seront équipés de « compensateurs synchrones » — des technologies de stabilisation du réseau essentielles pour gérer l’intermittence des énergies renouvelables.

Limitation temporelle critique : Bien que vital, ce programme ne résoudra pas le problème avant 2028-2030 au minimum. Entre-temps, les pertes continueront à s’accumuler.

Ligne UHV-HVDC Chine (État Grid Corporation)^[16]

En parallèle, une ligne de transmission en courant continu à ultra-haute tension (±800 kV) de 1,468 km est en construction, traversant Maranhão, Tocantins, et Goiás. Cette ligne :

Capacité : 5 GW
Intégrera : énergie éolienne, solaire, et hydroélectrique
Desservira : ~12 millions de personnes incluant Brasília
Représente le plus grand projet de concession de transmission dans l’histoire brésilienne

B. Hydrogène Vert : Absorber le Surplus Localement

Plutôt que de dépendre uniquement de l’expansion transmission, le Ceará adopte une stratégie plus innovante : créer une demande massive d’électricité renouvelable sur place, via la production d’hydrogène vert.

Hub d’Hydrogène Vert du Pecém^[17]^[18]^[19]

Lancé en février 2021 par l’État du Ceará, l’UFC, et la FIEC, ce projet transforme le défi en opportunité :

Aspect	Détails
Investissements signés	Fortescue (Australie) : R$ 17,5 milliards
Capacité de production	1,2-2,1 GWh/an (avec phase d’expansion)
Emplois créés	9,000+ (directs et indirects)
Date opérationnelle	Août 2028
Débouchés	Export vers Europe (Port de Rotterdam)
Companies intéressées	>40 nationales et internationales
MOUs signés	>30
Support international	World Bank ; Climate Investment Funds (US$ 33,5M loan + US$ 1,5M grant)

Objectif du Ceará : 1 million de tonnes d’hydrogène vert annuellement d’ici 2030 — équivalent au double de la cible française à la même date.^[9:2]

Mécanisme d’absorption :
L’hydrogène vert est produit en électrolysant l’eau avec de l’électricité renouvelable : H₂O + électricité → H₂ + O₂

Cette réaction consomme massivement d’électricité, transformant le Pecém en un « puits » pour l’énergie excédentaire. Lorsque le vent souffle fort et que les panneaux solaires sont au rendement maximal, les électrolyseurs fonctionnent à pleine puissance, absorbant les MWh qui autrement seraient « coupés ».

Bénéfices secondaires :

Création d’écosystème industriel vert (raffineries d’hydrogène, producteurs d’acier vert, etc.)
Positionnement du Ceará comme leader mondial en H₂ vert
Revenus d’export en devises fortes vers l’Europe décarbonisée
Formation de 10,000 professionnels en chaîne de valeur H₂^[9:3]

C. Systèmes de Stockage par Batterie (BESS)

Bien que moins médiatisé que l’hydrogène vert, le stockage par batterie est une composante essentielle :

Status actuel :^[20]

600 MWh de projets BESS déjà installés au Brésil
Secteur encore naissant mais en croissance accélérée

Mécanisme :^[21]^[22]

Charger les batteries lorsque le vent/soleil génère du surplus
Décharger les batteries lors des pics de demande
Arbitrage temporel : acheter de l’énergie bon marché, vendre cher
Grid stability : éviter les blackouts lors de perte soudaine d’une source

Challenge :

Coûts du lithium-ion toujours élevés pour le Brésil
Retour sur investissement sur 10-15 ans
Nécessite régulation claire et incitations économiques

Le BESS devient de plus en plus pertinent avec le déploiement du « smart grid » brésilien.

D. Gestion de la Demande (Demand Response - DR)

Le Brésil possède un potentiel théorique énorme de flexibilité côté demande :^[23]

Potentiel flexible (par secteur) :

2017 : 12,8 GW de charge flexible
2050 (projection) : 25,6 GW de charge flexible
Majorité : secteur industriel (~70%)
Secondaire : secteur résidentiel (~20%)

Application pratique :

Data centers modifient leurs cycles de refroidissement selon la disponibilité d’énergie
Usines déplacent leurs processus énergivores vers heures de faible coût/fort vent
Tarification dynamique incite les consommateurs à consommer quand l’énergie est bon marché

Ordonnance MME nº 111/25 (juin 2025) :^[24]
13 lignes directrices pour digitaliser les réseaux de distribution, incluant :

Tarification dynamique (time-of-use pricing)
Transparency consommation temps réel
Resilience aux événements climatiques
Mécanismes de performance des distributeurs

E. Smart Grids et Transition vers Distribution System Operators (DSOs)

La vraie solution long-terme réside dans une modernisation globale du système de distribution vers des « Distribution System Operators » :^[25]

Caractéristiques DSO :

Gestion bidirectionnelle des flux électriques (pas juste descendant)
Intégration temps réel des ressources distribuées (panneaux solaires résidentiels, batteries, etc.)
Opération semi-autonome avec coordination centrale
Virtual Power Plants : agréger milliers de petits producteurs en une entité dispatchable

Timeline :

20 contrats de concession d’exploitation expirent entre 2025 et 2031
Chaque expiration = opportunité de reformuler le modèle opérationnel
Priorité immédiate : smart meters déploiement massif

Technologies déployées :^[24:1]

Substations numériques
Communications en temps réel (5G, fibre optique)
Sensors et automation
Digital twins (jumeaux numériques) pour simulation
Cybersecurity intégrée
Process Bus et Time-Sensitive Networking (TSN)

5. Le Ceará comme Cas d’École

Le Ceará résume tous les enjeux du Brésil en miniature :

Capacités :

2,604 parcs éoliens installés (2,604 GW)
7,91 TWh produits annuellement^[8:2]
72% de la génération locale en énergies renouvelables^[3:2]

Potentiel futur :

19 projets éoliens offshore en développement^[13:1]
4,300+ turbines offshore prévues
Fabricantes turbines investissent massivement (Vestas, Goldwind)

Paradoxe :

Produit beaucoup d’énergie propre
Ne peut exporter que ~75% vers le reste du Brésil
~25% perdue à cause des goulots

Stratégie de résilience :

Hydrogène vert : consommer localement le surplus
Smart grids : optimiser utilisation existante
Transmission : débottlenecker graduellement

6. Recommandations et Perspectives

Court Terme (2025-2027)

Accélération Leilão de Transmissão
- Débloquer budgets, activer processus de construction
- Target : 50% des travaux Nordeste commencés en 2026
Première Molécule d’Hydrogène Vert à Pecém
- Fortescue doit respecter son calendrier août 2028
- Signalerait faisabilité économique globally
Tarification Dynamique Pilote
- Lancer quelques zones industrielles pour demand response
- Data : confirmer potentiel de 12,8-25 GW de flexibilité

Moyen Terme (2028-2032)

Complétion Transmission Nordeste
- Nouvelles substations opérationnelles
- Réduction curtailment estimée : 30-40%
Hydrogène Vert Scale-up
- 1 million tonnes/an production au Ceará
- Data centers + industrie verte implantée à Pecém
DSO Regulatory Framework
- Contrats de concession 2025-2027 reflètent nouveau modèle
- Smart meters 80%+ des résidences et PME

Long Terme (2033+)

Carbon-Neutral Northeast
- Offshore wind fully integrated
- H₂ vert exported globally
- Ceará = green industrial hub brésilien
Grid Resilience
- 30%+ of power from distributed generation
- Virtual Power Plants opérationnels
- Systemic stability sans dépendre centrales thermiques

Conclusion

Le Ceará et le nord-est brésilien possèdent les ressources énergétiques pour faire une transition énergétique mondiale. Ce qui leur manque n’est pas la nature (vent et soleil abondent) ni même la technologie (éoliennes, panneaux, électrolyseurs existent). Ce qui manque est la tuyauterie : l’infrastructure de transmission pour évacuer l’énergie vers les consommateurs, et les stratégies de consommation locale (hydrogène vert) pour absorber les surplus.

Le curtailment est le prix payé pour avoir navigué trop vite vers un système énergétique renouvelable sans planifier adéquatement la transmission. Ce n’est pas une crise de production, c’est une crise logistique.

Les solutions sont en place (Leilão 4/2025, Hub H₂ Pecém, smart grids, BESS) mais leur délai d’implémentation est de 5-10 ans pour un impact plein. Pendant ce délai, les pertes continueront. Cependant, si ces initiatives sont exécutées avec discipline, le Ceará peut devenir non seulement un leader éolien brésilien mais le centre mondial de l’hydrogène vert — transformant une contrainte infrastructurelle en avantage compétitif durable.

Citations des Sources:

Wikipedia Énergie Éolienne Brésil^[8:3]
CERNE - Curtailment causa perdas superiores a R$ 5 bi^[1:4]
Guofuhee - Data centers e hidrogênio verde disputam energia no Ceará^[7:5]
Le Monde - Lula mise sur transition énergétique Nordeste^[9:4]
IJERD - Green Hydrogen in Ceará^[17:1]
World Construction Network - State Grid Brazil transmission project^[16:1]
PVKnowHow - Brazil renewable curtailment 20 TWh loss 2025^[5:2]
Canal Solar - Volt Robotics losses R$6 billion curtailment 2025^[2:4]
ESG Inside - Curtailment causa perdas R$ 1,7 bilhão^[11:3]
ESS News - Brazil 5.8 GWh wastage August^[6:1]
OilPrice - Brazil’s renewable energy curtailment^[4:5]
Canal Solar - Pecém R$17,5 billion Fortescue^[18:1]
Canal Solar - Cuts exceed 19,8 million MWh Brazil^[10:1]
Repositorium University Minho - Load flexibility Brazil^[23:1]
CIF - Green Hydrogen Pecém^[19:1]
Diário Nordeste - Ceará perde energia 3,3 milhões MWh^[3:3]
CERNE - Nordeste R$ 1,5 bilhão Leilão Transmissão^[14:2]
GNPW - Challenges modernization Brazilian grid^[24:2]
RAP - Transitioning to DSOs in Brazil^[25:1]
Smarter E - Renewable energy storage Brazil^[20:1]
Chart: Curtailment by state

Curtailment (Cortes de Geração) por Estado em 2025 (%)

Chart: Composition of losses

Composição das Perdas de Energia por Tipo de Restrição (Brasil, 2025)

Chart: Curtailment losses Ceará evolution

Evolução das Perdas por Curtailment no Ceará (Out 2021 - Set 2025)

Chart: Wind vs Solar curtailment

Impacto do Curtailment: Eólica vs Solar (2025) - GWh Perdidos e Percentual

Chart: Transmission auction investment distribution

Distribuição de Investimentos - Leilão de Transmissão ANEEL 4/2025 (R$ 5,53 bilhões)
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